2014年6月13日，習近平總書記在中央財經領導小組第六次會議上提出“四個革命、一個合作”能源安全新戰略，強調要堅定不移推進改 革，還原能源商品屬性，構建有效競爭的市場結構和市場體系，形成主要由市場決定能源價格的機制。2015年，中共中央、國務院下發《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號），確定了“三放開、一獨立、三強化”的改革基本路徑以及“放開兩頭、管住中間”的體制框架。電價改革作為電力市場改革的先驅，自2014年深圳輸配電價改革破冰，到2017年全面實現輸配電價定價規則全覆蓋，到現在電力中長期市場、現貨市場、輔助服務市場、容量補償機制價格規則全面建立，我國電價改革已經初步實現了“放開兩頭、監管中間”的目標，改革取得了重要進展。
我國電價改革十年成就
建立了科學獨立的輸配電價體系
2015年以來，國家發改委持續深化輸配電價改革，制定了“１+4”（1個通用的輸配電成本監審辦法、4個針對不同層級電網的定價辦法）的輸配電價政策體系。我國輸配電價改革確立了“準許成本加合理收益”定價方法，這是結合了成本監管和激勵監管的復合型監管，以成本監管為基礎，有利于解決電網快速發展情況下標尺難定的問題；以激勵監管為導向，有利于改善電網企業發展能力，促進企業主動降低成本、提高效率。構建了規則明晰、科學透明的輸配電價監管體系，增強對自然壟斷環節的監管。實施準許總收入監管后，降低電力上下游價格波動對電網經營發展的影響，同時打破了“成本黑箱”誤解，保障電網長遠發展，為電力市場化改革深入推進創造了重要條件。在獨立的輸配電價機制的支持下，我國電網行業實現了可持續發展，近十年來220千伏及以上輸電線路從2013年53.98萬千米增長到2023年92.05萬千米，220千伏及以上變電容量從2013年的26.23億千伏安增長到2023年的54.02億千伏安，為保障經濟社會發展發揮了重要的能源輸送和優化配置作用。
市場化定價機制日益完善，資源配置作用逐步發揮
2015年以來，我國不斷深化發電側上網電價改革，2021年有序放開全部燃煤發電電量上網電價，推動“全體工商業用戶進入市場”，為市場化定價按下了快進鍵。通過現貨市場、輔助服務市場、容量補償政策的改革，實現了發電側基于成本的定價方式轉變為基于功能定價方式，形成了分時間尺度、分功能品種的、細分的電力市場品種體系，體現電能量價值、平衡調節價值、容量充裕性價值以及綠色環保價值的電價體系初步建立。黨的二十大報告明確要求構建全國統一大市場，電力市場化改革正向縱深推進，新型電力系統建設使電力價值的多元化特征進一步凸顯，對通過市場建設反映多維價值提出更高要求。電能量市場方面，現貨市場是基于供需平衡形成價值信號的關鍵環節。截至2023年底，全國共有29個地區開展電力現貨市場（試）運行，山西、廣東電力現貨率先轉正，南方區域電力現貨市場完成首次全域結算試運行。輔助服務市場方面，發改價格〔2024〕196號文提出按照“誰服務、誰獲利，誰受益、誰承擔”的總體原則，不斷完善輔助服務價格形成機制，充分調動靈活調節資源主動參與系統調節的積極性。容量價值方面，《電力現貨市場基本規則（試行）》要求探索建立市場化容量補償機制，用于激勵各類電源投資建設、保障系統發電容量充裕度、調節能力和運行安全。當前我國已經初步構建煤電容量電價機制，將逐步擴大補償范圍，未來具備條件時，可探索建立容量市場。綠色價值方面，綠電、綠證的市場化交易以及碳市場和CCER機制，為充分體現電力綠色環境價值奠定了基礎。截至2023年，市場化電量占比已超過75%，市場主體數量是2015年改革之初的21倍，活躍度大幅提升，市場化配置資源的作用效果不斷提升。
新能源逐步走向市場，消納能力顯著增強
我國可再生能源發電上網電價從政府定價逐步向市場競價過渡，經歷了標桿電價、指導價、平價上網三個階段。2019年前，均實行標桿電價，2019年，風電、光伏發電均實行政府指導價，2021年起，除生物質發電維持標桿電價外，風電、光伏發電已實現平價上網。在價格政策和補貼政策的支持下，我國風電和光伏發電實現了跨越式發展，裝機規模從2015年的1.72億千瓦上漲到2023年的12億千瓦，增長597.67%，快速的技術進步帶來發電造價大幅下降，集中式光伏2021年開始實行平價上網，電價僅為2011年的1/3，陸上風電上網電價較2011年下降約40%。依托大電網、大市場，創新開展清潔能源打捆、發電權替代、跨區富余可再生能源現貨等交易，近年來我國新能源消納率超過95%并持續提升。2023年，我國新能源裝機、電量占比分別達到36%和16%，成為第二大電源，新能源完成投資額同比增長超過34%，現已建成世界上最大的清潔電力供應體系。
靈活性資源價值逐步顯現，電力安全可靠供應能力增強
分時電價是我國激發靈活性資源響應的重要機制。自2021年國家發改委出臺完善分時電價政策后，我國各地開始逐步完善分時電價機制。目前，我國已實現工商業用戶分時電價全覆蓋，絕大部分地區峰谷時段劃分都體現了季節差異，除甘肅、寧夏、廣西、貴州和西藏外，其余省（市、區）均出臺了尖峰電價政策，全面覆蓋供需緊張地區。部分省份結合凈負荷曲線，優化調整了時段劃分，將午間設置為低谷，有利于可再生能源的消納。17個省份出臺了電動汽車分時充電價格機制。此外，峰谷價差持續拉大，高峰電價上浮普遍在50%~70%，大多數地區尖峰電價在高峰電價基礎上再上浮20%。通過分時電價的完善，進一步引導用戶主動錯峰用電、削峰填谷、消納新能源、提升系統利用效率，保障電力系統安全穩定運行。據國網能源研究院測算，去年迎峰度夏期間最大負荷時刻，11個省份因分時電價政策調整削減負荷1080萬千瓦左右，對安全保供起到了重要作用。
深化電價改革的重點任務
隨著新能源規模快速增長，發電結構、運行方式、用能理念等均發生根本性、趨勢性變化，保供、轉型、穩價統籌難度和壓力持續加大，亟需深化電價改革，持續優化電價機制。
持續提升輸配電定價效率，發揮治理效能
進一步完善輸配電價定價機制，提升定價靈活性。優化省級電網用戶側輸配電價兩部制電價執行方式，完善分電壓等級兩部制輸配電價制度，擴大兩部制執行范圍、提高容量電費占比，探索基于負荷率對用戶進行定價的合理機制。完善區域電網兩部制輸電價格機制，提升分攤區域容量成本方法的透明度和準確性。建立適應沙戈荒大基地外送消納的跨省跨區專項工程輸電價格機制，探索采用單一容量制或兩部制輸電價格機制（容量電價回收固定成本，電量電價回收線損成本），并探索同一輸電通道的多條線路實現打捆定價，促進跨省區交易達成，合理分攤遠距離輸電成本。
進一步增強管制行業監管的科學性。一是細化監管模型，注重運用信息化手段，實現常態化監管，實現監管流程的制度化和規范化。二是依法依規完善監管業務界面。劃分監管業務和非監管業務邊界，進一步強化內部關聯交易監管，監管目標應更加注重質量效率。三是借鑒國外輸配電監管相關經驗，適應新型電力系統下電網發展特征，構建激勵性監管機制，完善輸配電投資核定機制，激勵電網成為促進能源轉型發展、促進市場主體廣泛參與交易的樞紐平臺，支持電網企業可持續經營發展。
通過市場實現電力多元價值和科學合理定價
電能量市場方面，持續深化中長期市場交易，進一步對交易周期、交易流程、結算時序等關鍵要素進行標準化設計，縮短交易周期、提高交易頻次，力爭實現按工作日連續開市；推動省內氣電、高價水電、地方電廠等更多類型電源參與中長期交易，形成上網電價；探索科學的上網側分時交易結算模式，建立統一的中長期交易合約模型，將不同時段劃分、不同買賣主體、不同交易品種的交易合約，統一為分時段標準化交易合約，適應多元主體的差異化交易需求，并做好終端分時電價政策有序銜接，更好引導市場主體主動削峰填谷。持續推動電力現貨市場建設，加快完善電力現貨市場基本運營規則，與中長期交易規則相輔相成；推動具備條件的電源參與現貨市場交易，對于不同種類電源的附加價值或合理收益，具有競爭屬性的價值可以通過輔助服務、碳交易等實現其價值，不具備競爭屬性的價值，可通過政府授權合約或政策性補貼予以保障。
輔助服務市場方面，擴大電力輔助服務主體和交易品種，加快推動新型儲能、自備電廠、虛擬電廠、有調節能力的負荷側資源等各類市場主體參與輔助服務市場；針對新能源特性，引入轉動慣量、爬坡、穩定切機服務、穩定切負荷服務等保障電力系統運行安全的輔助服務新品種，以多元化方式滿足輔助服務需求，提升系統調節能力，增強新能源消納能力。按照“誰受益、誰承擔”的原則，完善輔助服務費用分攤機制，健全發電和用戶雙邊分擔共享架構，探索差異化成本分攤機制，如由高耗能企業分攤尖峰時段輔助服務成本。
容量補償（市場）方面，結合現貨市場建設進展以及各類機組參與現貨市場的情況，探索對核電、儲能、燃氣發電、負荷側需求響應等資源實施容量電價的可行性及相關方案。加強現貨市場限價、市場結算、發電成本調查等與容量補償機制的銜接。探索容量補償逐步過渡到容量市場機制。
綠色環境價值方面，逐步推動帶補貼項目參與綠電交易，推動將可再生能源責任權重落實到用戶和售電公司，鼓勵高耗能行業使用綠電。推動形成全國統一的綠證核發和交易體系，以消納責任權重為引導，通過綠證交易與綠電交易并行，促進可再生能源環境價值的流通。
有力支持新能源通過市場化定價實現優化配置
明確可再生能源上網電價市場化方向。探索將可再生能源發電項目的上網電價由政府定價改為主要由市場競爭形成。存量項目，推進現行價格轉變為政府授權合約，合理確定并逐步降低可再生能源保障利用小時數，利用小時數以外部分參與電力市場。新增項目，原則上可使全部發電量進入電力市場，上網電價由市場競爭形成，中央財政不再提供補償，地方可根據情況酌情考慮政府補償，但需制定補償退出機制。
完善新能源市場化交易配套機制。充分考慮新能源發電邊際成本低、系統消納成本高的經濟屬性，以及波動性、隨機性較大的物理特性，進一步提升中長期交易的靈活性和精細程度，推進中長期交易向更短周期延伸、向更細時段轉變，加大交易頻次，縮短交易周期，將電量交易改為帶曲線交易。鼓勵新能源報量報價參與現貨市場，促進電力市場形成更為精準的價值信號。完善新能源打捆交易機制，通過新能源與常規電源、儲能等組成平衡單元，打捆參與電力市場。加快構建有利于新能源跨越式增長的市場化交易配套機制。
進一步促進供電成本公平負擔
妥善解決交叉補貼等復雜的利益分配問題。一是結合不同電壓等級不同類別用戶負荷特性，進一步優化輸配電價結構。隨著分電壓等級、分用戶類別輸配電價結構的逐步完善，將逐步解決不同電壓等級之間用戶的交叉補貼問題，實現供電成本公平負擔，進一步適應增量配電業務的發展。二是進一步創新“東西幫扶”機制。統籌考慮不同地區能源稟賦、產業結構、碳排放規模、成本承受力等方面的差異，可通過建立輸配電價平衡賬戶調節機制，向不同地區科學分配轉型成本，在保障改革的經濟性及公平性的同時，實現區域協調發展。
完善新型有源主體價格機制，促進輸配電成本的公平分擔。針對分布式發電就近交易、源網荷儲一體化工程等新型有源主體，以電網為其提供的備用價值為基礎，按照“誰占用尖峰及備用資源，誰支付成本”的原則，核定系統備用費，促進分布式電源用戶與其他類型用戶共同實現大電網輸配電成本的公平分攤，保證電網服務分布式電源的投資可足額回收，促進分布式電源和電網協調可持續發展。
通過價格杠桿 有效激發需求側電力調節潛力
提升用戶側定價機制科學性，激發用戶參與系統調節積極性。進一步完善分時電價，動態調整分時電價規則，擴大執行范圍，增強實施力度。完善居民階梯電價制度，推動“年階梯”改為“月階梯”，加強居民階梯電價與居民分時電價協同，引導居民節約用電。擇機賦予居民農業用電選擇權利，通過零售套餐等方式為民生用電提供多樣化支撐。
完善需求側市場化電價激勵機制。推動激勵型需求響應機制與電力現貨市場、帶曲線中長期交易耦合，允許需求側資源常態化報價、調用。細化激勵型需求響應產品分類，在響應時間、提前通知、控制時長等方面，結合時間尺度、季節因素等進一步細化完善。進一步鞏固和拓寬響應資金來源渠道，探索通過系統運行費等渠道拓寬現行需求響應資金渠道，并逐步向市場化方向融合。
通過價格杠桿 引導形成降本增效、節能降碳電力消費意識
健全綠色電價體系，因地制宜優化調整差別化電價政策。對標國際先進能效水平，健全鋼鐵、水泥等高耗能行業階梯電價，引導企業節能提效，并依據產業技術進步等情況，動態調整綠色電價執行的分檔標準。
擴大碳市場范圍，強化碳電市場的有效銜接。有序擴大碳市場交易主體范圍，合理控制碳排放權配額發放總量，科學分配初始碳排放權配額，增強碳市場流動性，優化碳市場定價機制。逐步完善碳價與電價的傳導機制，使碳成本作為一種發電成本通過市場競價傳導到市場化用戶。探索CCER（國家核證自愿減排量）和綠證兩種體系的信息聯通，使綠證可為CCER項目發電量、減排量核定提供數據憑證；诰G色電力交易數據精準核算電力用戶碳排放，推動綠色電力交易與碳市場交易銜接。
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